La hibridación con el almacenamiento de energía permitirá a las plantas de energías renovables tener la capacidad de gestión necesaria para evitar los vertidos y permitirá mitigar en parte la canibalización de los precios en las horas centrales del día. La capacidad de almacenamiento más importante en el mercado eléctrico español la tienen las centrales de bombeo que en los últimos años han adaptado su perfil de consumo a los precios bajos que la fotovoltaica está propiciando en las horas centrales del día.
El pasado 20 de abril de 2023 tuvo lugar la edición número 32 de la serie de webinars mensuales organizados por AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen con la participación de ASEALEN y Rolls‑Royce Solutions Berlin. Los invitados fueron Raúl García Posada, director de ASEALEN, y Javier Gebauer, Senior Manager en Rolls‑Royce Solutions Berlin. Además de la habitual actualización de la evolución de los mercados de energía en Europa, durante el webinar se abordaron tanto los temas técnicos, como regulatorios, económicos y financieros, de las baterías así como de sistemas de almacenamiento de energía en general.
El almacenamiento de energía en la transición energética
Que el almacenamiento de energía con baterías e hidrógeno será esencial en la transición energética ya no es una noticia que sorprenda a nadie. En todo caso, la noticia sería por qué se está tardando tanto en su implementación a gran escala, ahora que la energía eólica y, sobre todo, la solar fotovoltaica están llegando a niveles en los que su erosión del hueco térmico ya está teniendo un impacto muy claro en los precios de los mercados de electricidad.
El almacenamiento de energía es el complemento imprescindible para las energías renovables como la eólica y la solar fotovoltaica. El almacenamiento hará que estas energías sean gestionables, permitirá no desperdiciar energía con los vertidos o curtailments, y evitará una canibalización dramática de los precios en los mercados eléctricos.
El almacenamiento de energía en España
En las últimas semanas se han encadenado un número notable de noticias sobre cómo grandes empresas ya están empezando a diseñar proyectos de baterías para el sistema eléctrico español. Pero si se habla del presente, el almacenamiento de energía de la red en España corre a cargo de las centrales hidroeléctricas reversibles, comúnmente conocidas como centrales de bombeo. Estas centrales son capaces de consumir energía de la red eléctrica para bombear agua desde un embalse inferior a otro embalse situado a una altura superior, para, en un momento posterior, dejar caer de nuevo el agua al embalse inferior y generar electricidad con una turbina. Todo ello con una eficiencia cercana al 70%.
Durante el webinar, Raúl García Posada mostró cómo en verano de 2022 el bombeo almacenó más energía que en cualquier otro verano, y en lo transcurrido de 2023 también se están registrando valores muy elevados. Según el director de ASEALEN, el bombeo ha pasado de tener un papel marginal en el sistema eléctrico español, a participar de manera activa con su capacidad de almacenamiento de energía.
Este cambio en el papel del bombeo se ha podido dar gracias al spread de precios que ha aparecido en los precios horarios del mercado ibérico de electricidad. En las horas en que el precio lo fijan las centrales de ciclos combinados de gas, los precios son altos debido a los altos precios del gas y del CO2, mientras que, en las horas más centrales del día, cuando las renovables pueden fijar los precios del mercado, los precios caen a valores muy bajos. De esta manera, las centrales de bombeo pueden consumir energía a precios bajos y producirla de nuevo en momentos en que los precios son claramente más altos.
Por su lado, Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaGreen, mostró cómo el perfil de consumo de las centrales de bombeo en España ha cambiado de manera radical en los últimos años. Históricamente, los precios en el mercado ibérico de electricidad se daban durante la madrugada, cuando la demanda era más baja. Las centrales de bombeo aprovechaban esas horas para consumir la mayor parte de su energía a precios competitivos.
Desde 2020, este perfil de consumo centrado en las horas de la madrugada empezó a cambiar. A medida que el incremento de producción fotovoltaica empezaba a presionar los precios en las horas centrales del día hacia valores más bajos, el bombeo empezó a consumir más en esas horas, y en lo que llevamos de 2023, el perfil ya está prácticamente invertido, con la mayor parte del consumo concentrado en las horas con mayor producción solar.
La hibridación del almacenamiento con las energías renovables
Además de las instalaciones de baterías stand alone, sistema de baterías aislados conectados directamente a la red de transporte de electricidad, donde el almacenamiento desarrollará un papel importante será en plantas de energía eólica y fotovoltaica, que serán plantas híbridas de renovables y almacenamiento.
La hibridación del almacenamiento con las energías renovables permitirá que éstas últimas ganen capacidad de gestión de la energía que producen. Tanto la eólica como la fotovoltaica, solo pueden producir cuando su recurso, viento o radicación solar, está presente. Con la presencia de baterías, u otros sistemas de almacenamiento, en la misma planta renovable, será posible almacenar parte de la energía producida cuando esta sea excesiva e inyectarla a la red cuando haya menor producción o más demanda.
Esta capacidad de gestión permitirá evitar en gran parte los vertidos de energías renovables que se pueden dar por la imposibilidad de inyectar a la red toda la energía producida. También permitirá almacenar parte de la energía para inyectarla en momentos posteriores con mejores precios. Esto será especialmente importante para las plantas fotovoltaicas, ya que permitirá evitar la excesiva canibalización de los precios en las horas centrales del día.
Con todo esto, la hibridación con el almacenamiento de energía hará las plantas renovables más eficientes y aumentará sus ingresos por la venta de energía, aunque eso vendrá con un mayor coste de la inversión inicial.
Para dimensionar correctamente el tamaño de una instalación de baterías en una central renovable son necesarias previsiones de precios de largo plazo con granularidad horaria, es decir, previsiones de precios horarios con un horizonte que cubra la vida útil de la planta, entre veinte y treinta años típicamente. Las previsiones de precios horarios permiten hacer una estimación de los ingresos por la venta de la energía y una correcta optimización y dimensionamiento de la instalación teniendo en cuenta tanto la capacidad de evacuación de la planta como la generación eólica o fotovoltaica hora a hora.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la valoración de activos de energías renovables
La siguiente edición de la serie de webinar mensuales tendrá lugar el próximo 11 de mayo de 2023 y contará con la participación de Luis Atienza Serna, quien fue Ministro del Gobierno de España y, posteriormente, presidente de Red Eléctrica de España (REE), que aportará su interesante visión sobre el futuro del sector de la energía tanto en Europa como en América del Sur, donde también tiene experiencia profesional.